0引言
过去20年，我国燃煤火力发电走完了从低容量、亚临界到大容量、超临界和超超临界的全部历程。大容量、超（超）临界燃煤发电技术可以通过初参数的提高进一步提高能源转换效率，且经过近50年的发展，与IGCC、PFBC相比技术日趋成熟，机组造价和建设成本与我国经济发展水平相匹配。近几年华能玉环电厂、华电邹县电厂、国电泰州电厂共七台百万千瓦超（超）临界机组相继投运；目前在建和计划建设的600MW和1000MW超（超）临界机组已经超过70台，总装机容量接近7000万千瓦，标志着我国已经成功掌握世界先进的火力发电技术，电力工业已经开始进入“超（超）临界”时代。
超（超）临界燃煤发电技术作为火力发电的先进技术，在各个国家，尤其是欧、美、日本获得了快速发展。美国于1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃／566℃／560℃，1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa／649℃／566℃／566℃，实质上它们已是迄今最高参数的超超临界机组。到80年代初，超临界机组增至170余台，占燃煤机组的70％以上，占总装机容量的25.22％，其中单机容量介于500-800MW者占60％-70％，至1994年共安装和投运了9台1300MW的超临界机组。原苏联也是世界上拥有超临界机级最多的国家之一，从1963 年投运第一台300 MW 超临界机组以来,到1985年即有187台超临界机组投入运行,总功率达6800万kW ,单机功率为300 MW，500 MW，800 MW 和1200 MW，蒸汽参数为23.5 MPa,540/540℃。日本于1967 年从美国引进第一台600 MW超临界机组以来,到1984年共有73 台超临界机组投入运行,其中600MW 31台,700 MW 9台,1000 MW 5台,蒸汽参数一般为24.1 MPa ,538/ 566 ℃,在新增的火电机组中,大约80 %为超临界机组。在欧洲如德国、意大利等也有一批超临界机组投入运行。
到90 年代,各国开始进一步提高蒸汽参数。日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593 ℃,566/593℃及600/600℃,蒸汽压力则保持24～25 MPa,容量以1000 MW 为多。参数为31 MPa ,566/566/566℃的两台700MW 二次再热的超超临界液化天然气机组于1989 年和1990 年在川越电厂投入运行，机组净效率达44%。目前日本正在研究参数为31.4 MPa,593/ 593/593℃；34.3 MPa, 649/593/593℃及30 MPa，630/630℃的超超临界机组，在近期内会有机组投入运行。欧洲超临界机组的参数大多为25 MPa、540/540℃、机组容量中等440 MW～660 MW。德国Lippendorf 电站两台930 MW，温度为550/580 ℃的机组于1999 年投入运行。丹麦Nordjyllands vaerker 电站一台容量为411 MW，参数为28.5 MPa、580/580/580℃二次再热的燃煤超超临界机组于1998 年投入运行，由于机组冷却水温为10℃，锅炉排烟温度降到100℃，锅炉效率达95％，厂用电率仅为7.6％，机组的净效率达到47％,是当今世界上效率最高的超临界火电机组。目前, 欧盟制定了“THERMIE”700℃
先进燃煤火电机组的发展计划,联合欧洲40家公司于1998 年开始,计划用17 年时间,开发35MPa,700/720/720℃的超超临界火电机组,其净效率将达到50％以上。美国电力研究院( EPRI) 从1986年起就一直致力于开发32MPa,593/593/593℃带中间负荷的燃煤火电机组。目前全世界投入运行的超临界以上的发电机组已有600 多台。
我国从上世纪80 年代后期开始重视发展超临界机组。上海石洞口二厂从美国燃烧工程公司引进的2台600 MW(24.2 MPa,538℃/566℃)超临界机组于1991 年和1992 年投入运行。之后，从俄罗斯引进的南京热电厂2×300 MW，营口电厂2×300MW，天津盘山电厂2×500 MW，内蒙伊敏电厂2×500 MW，辽宁绥中电厂2×800 MW 共480万kW的超临界机组已陆续投入运行，其参数均为22.5MPa/540/540 ℃。福建漳州后石电厂由日本三菱公司和美国燃烧工程公司引进的6台600 MW(24.2MPa/538℃/566℃) 超临界机组从1999 年底起陆续投运。上海外高桥二厂由阿尔斯通公司引进，并由上海锅炉厂承担大部分制造任务的2 台900 MW(24.955MPa/538℃/566℃) 超临界机组于2004 年投入运行。由东方锅炉厂采用日本日立公司技术生产的河南沁北电厂2台600 MW(24.2 MPa/566℃/566℃) 超临界机组已于2004年11月和12月分别投运。由哈尔滨锅炉厂应用三井巴布科克技术生产的江苏常熟电厂2台600 MW(24.2 MPa/538℃/566℃) 超临界机组已于2005年3月和6月分别投入运行。在近十几年中,我国三大锅炉厂通过技术引进和大量的研究工作,已完全掌握了超临界锅炉的制造技术，具备了批量生产超临界锅炉的能力，因此我国加快发展超临界机组的条件已经成熟。除600 MW机组外, 将重点发展1000MW的机组。综上所述,我国今后重点发展的超临界机组的参数将为汽机进口参数24.2 MPa/566℃/566 ℃,锅炉的出口参数则为25.4 MPa/571℃/569℃;超超临界机组的参数为汽机进口参数26.25MPa/600℃/600℃,锅炉出口的参数则为27.56 MPa/605℃/603℃。
近年来，超临界、超超临界机组在国内上马较快，但对机组可靠性有重要影响的配套辅机没有很好同步跟上，工程中存在着边设计、边施工、边修改完善的客观情况，从设备到系统的设计都存在有待进一步完善的地方。
火电机组蒸汽参数的提高和单机容量的增大是火电技术进步的重要标志。大型超临界汽轮机的应用，将明显降低热耗率，提高经济性，是当今世界动力工业的发展趋势之一。对于超临界火电机组技术经济指标主要有： 1) 可用率
国外在发展超临界技术初期，由于参数选择过高，超越了当时的冶金技术水平，因而投运后事故频繁，可靠性、可用率低。后来通过降低参数和改进技术，超临界机组可用率不断提高，目前已经达到亚临界机组的水平。日本的超临界机组可用率大多在99%；我国石洞口二厂的2台进口超临界机组的可用率也达到了90%以上。 2) 机组效率和供电煤耗
根据朗肯循环原理，蒸汽参数越高热力循环的热效率就会越高。一般认为， 24.1MPa/538℃/566℃的超临界机组可比16.7MPa/538℃/538℃亚临界机组的热效率高2.0% ~ 2.5%， 31MPa/566℃/566℃/566℃的超超临界机组热效率提高4%~6%。目前世界上运行的超临界机组的实际供电标准煤耗大体在310~329g/kWh。 3) 调峰性能
国外超临界机组发展过程中，前期多为带基本负荷，随着核电的发展并承担了基本负荷，对大型火电机组的调峰性能越来越高，对机组提出变压运行的特殊要求，通过超临界机组的专有技术开发，现代超临界汽轮机有较好的热机动性，可采用复合变压运行方式，在低负荷下机组仍保持较高的效率，完全能够满足调峰需要。 4) 投资与收益
根据国内专家的估算，当把16.7MPa/538℃/538℃的亚临界参数的机组提高为24.2MPa/ 538℃/566℃的超临界参数机组时，电站的比投资将增大2.0%左右，相应的供电效率可提高2.5%左右。需要有一定的年限将节省的煤价抵消投资的增量。因此煤价超过一定水平时，采用超临界机组是合适的。如果再考虑减少气体排放收费，可接受的煤价还可以低一些。因此，在煤价较高的地区使用超临界机组比较有利。 5) 环保效益
超临界机组煤耗低，与其他火电机组相比较，相同发电量下的SO2、NOx气体污染和温室效应气体CO2排放相对减少，有较好的环保效益。与16.7MPa/538℃/538℃的亚临界参数火电机组相比，采用538℃/566℃超临界机组可使CO2的排放量减少10%；采用600℃/620℃超超临界机组可使CO2的排放量减少15%；采用700℃/720℃超超临界机组可使CO2的排放量减少30%。
1 600MW超临界机组设计状况 1.1 600MW超临界机组能耗设计状况
1) 2)
进口机组的厂用电要优于国产机组；
进口机组的锅炉热效率与国产机组相差无几，汽轮机热耗率则略低于国产机组，但
由于其厂用电率较低，设计煤耗要略优于国产机组；
3)
进口机组的发电耗水率低于国产机组，补水率相差无几。
电厂 名称
投产 日期
锅炉 厂家
设计 效率 [%]
汽机 厂家
保证 热耗率[kJ/kWh]
冷凝器型式
发电 耗水率
发电 补给水
脱硫 方式
发电 煤耗
厂用 电率
供电 煤耗
[m3/MWh] 率[%] [g/kWh] [%] [g/kWh]
进口机组
石洞口二厂 1992-6 鲁晋王曲 进口平均
美国GE 92.53 ABB
7648 7607.63 7627.8
其它 水冷
0.72 0.147 0.44
3 1.5 2.25
无脱硫 湿法
283.2 280.12 281.16
4 6 5
295 298 296.5
2006-8 英国三井 93.72 日立
93.14
国产机组
华能太仓
2006-2
东锅 哈锅 哈锅 东锅 哈锅 哈锅 东锅
93.52 哈汽 93.9 哈汽 94.05 哈汽 93.5 哈汽 93.6 哈汽 94.45 哈汽 93.07 哈汽
7516 7530.2 7560 7522 7530 7518.7 7522 7700 7577 7613 7587 7597 7565 7564.45
水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷 水冷
0.63 0.3 0.43 0.48 2.13 1.79 2.293 2.28 2.25 0.403 0.4 2.31 1.308
1.5 1.2 3 3 3 2.4 3 2 1 1.5 1 1.5 3 2.08
湿法 湿法 湿法 湿法 湿法 湿法 湿法 湿法 湿法 干法 湿法 湿法 湿法
279.8 276.19 282.56 277.1 282.93 285.96 281.54 287.01 291.4 286.51 286.37 285.76 279.57 283.28
5.41 5.8 6.5 5.41 6.5 5.5 5.3 5.9 5.96 6.4 5.8 6 6.5 5.92
295.8 293.2 302.2 292.95 302.6 302.6 297.3 305 309.87 306.1 304 304 299 301.12
大唐乌沙山 2006-4 潮州三百门 2006-5 华能汕头 大唐宁德
2005-10 2006-6
大唐三门峡 2006-6 华能沁北 浙能兰溪 河南华润 国电荆门 珠海金湾 福州可门 淮南田集 国产平均
2004-11
2006-4 北京巴威 94.13 东汽 2006-10 2006-12 2007-2 2006-12 2007-7
哈锅 东锅 上锅 上锅 上锅
93.06 东汽 93.54 东汽 93.55 上汽 93.52 上汽 93.5 上汽 93.65
1.2 600MW超临界机组汽轮机设计状况
1.2.1 国内外超临界大功率汽轮机组发展状况
最早发展超临界参数机组的国家是美国。自1957年投运第一台超临界机组至今已投运接近200台，占其大型火电机组的30%。最大单机容量为1300MW，最高蒸汽参数为35.2MPa、566℃/566℃/566℃。1967～1976年为美国发展超临界机组的高峰期，共安装了118台，总装机容量78800MW。早期的超临界机组由于脱离了当时的材料技术实际能力而采用了过高的蒸汽参数和过大容量，导致机组事故频繁，可用率低。此外由于核电技术的发展，核电机组承担了基本负荷，而早期的超临界机组机动性差，不能适应调峰运行的要求。因此，从上世纪80年代以后，超临界机组的投运急剧减少。
上世纪80年代前后，美国电力研究所（EPRI）针对当时燃料价格上涨、环境保护日益严格的形势，在吸取前期超临界机组运行经验和教训的基础上，对机组蒸汽参数和容量等进行了各方面的可行性优化研究。认为在当时已有技术和条件下，超临界机组的最佳参数和容
量为：31MPa，566℃～593℃，功率为700～800MPa。这一研究成果在后来的亚洲和欧洲的超临界机组的开发中得到应用和推广。
日本是超临界火电技术高度发达的国家。由于能源匮乏日本一直对超临界机组的发展非常重视。60年代初，鉴于经济快速发展导致的对电力需求的迅速增长，日本开始了对超临界参数机组的必要性和可行性研究，并于1965年将24.5MPa/538℃/538℃定为超临界的标准参数。从超临界机组技术发展模式来看，日本采用的是一条引进-消化-自主开发的发展模式。1967年从美国引进一台600MW超临界机组样机投入运行。1969年第一台仿制超临界机组投入运行。以后又从欧洲引进超临界变压运行技术以及与国外公司合作，通过引进-消化-改进，在大量的实践基础上，走上了独立自主的发展超临界机组的道路。至1993年，已有94台，总容量57600MW的超临界机组投运，占常规火电装机容量的61%，450MW以上机组全部采用超临界参数。正是由于大量超临界机组的投运，日本的供电煤耗为世界先进水平之列。
原苏联于上世纪60年代开始发展超临界参数机组。第一台300MW超临界机组于1963年投运。此后，相继于1967、1968年投运了第一台800MW和500MW机组。早期的机组由于技术水平有限，以及选用的蒸汽温度偏高，事故较多，机组的可用率很低。经过十年左右的改造和完善，机组的可靠性和经济性大为提高。至原苏联解体前，超临界机组达到224台，且300MW以上机组全部采用超临界参数。原苏联火电厂的能耗水平也因此处于世界先进水平。
欧洲发展大功率超临界机组始于上世纪七十年代后期。德国于1992年投运了一台535MW超临界机组。此后1997～2001年间又制造了十余台800～1000MW的超临界机组。意大利投运了13台600~660MW超临界机组。
经过近半个世纪的发展，超临界技术现已经相当成熟。当代超临界机组在可靠性和可用率方面已经达到或超过超临界机组水平，其造价虽比超临界略有增加，但热耗显著降低。在世界范围内计划建造的燃煤机组中，采用超临界机组的比例呈明显上升趋势。亚洲的韩国已建成和在建的500MW超临界机组有20台，泰国、马来西亚、印度和我国的台湾等也均在发展超临界机组。
随着常规超临界技术的成熟，从90年代开始，以日本、美国、欧洲为中心，开始进入了新一轮所谓超超临界汽轮机的发展阶段。超超临界参数一般为30～35MPa，蒸汽温度在595～650℃或更高，机组热效率达到45％。
第一台投入商业运行的高效成熟的超超临界机组是1989年投产的由日本东芝公司和三
菱重工共同开发的川越电厂700MW超超临界示范机组，机组效率达到43%。此后，日本又有多台超超临界机组投入运行。到2002年，世界上投入商业运行的超超临界机组达到20台，均在日本和丹麦。1998年投产的丹麦NVV电厂容量为400MW的超超临界机组，机组效率达到47%，同年投产的AVV电厂容量为400MW超超临界机组的效率更是达到49%，为目前效率最高的超超临界机组。
日本电力公司认为，燃煤超超临界机组将在与煤气化燃气蒸汽联合循环机组的竞争中处于有利地位。基于此，日本各电力设备制造公司正在研究开发34.5MPa，620℃和650℃机组。欧洲正在执行的由所有主要能源设备制造商参与的“先进燃煤电厂700℃”计划，要求在未来15~20年内发展汽温达到700℃的超超临界机组，以进一步提高燃煤机组的效率。
我国第一台进口超临界机组为上海石洞口电厂1992年投运的600MW机组，到目前已运行十余年，运行状况良好，发电煤耗298.70克/千瓦时，供电煤耗310.90克/千瓦时，曾创国内电力行业同类型燃煤电站供电煤低耗新纪录。 2004年11月第一台国产超临界机组在河南沁北电厂投运，标志着我国火力发电设备制造和电力工业装备水平迈上新台阶。
1.2.2 600MW超临界机组汽轮机设计状况
表1-2所示为我国部分投运超临界600MW汽轮机的设计性能，国产机组的参数都选择24.2/566/566，凝汽式机组的保证热耗7600kJ/kWh左右。其中哈汽与日本三菱公司合作，采用高中压缸合缸、通流部分采用全三维设计技术，考核热耗率为7522kJ/kWh。东汽与日立公司具有相同的设计技术体系，采用美国GE公司的冲动式技术，该汽轮机采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计技术，考核热耗率7577kJ/kWh。上汽与美国西屋公司合作，采用西屋公司的先进技术，考核热耗率为7558kJ/kWh。
表1-2 600MW超临界汽轮机设计性能
电厂名称 投产 日期 汽机 高压缸中压缸低压缸主汽压主汽温再热汽给水温保证热耗率设计背温[℃] 度[℃] [kJ/kWh] 压[kPa] 厂家 效率[%] 效率[%] 效率[%] 力[MPa] 度[℃] 进口机组
石洞口二厂 1992-6 鲁晋王曲 2006-8 ABB 日立 86.37 93.72 24.2 24.2 538 566 566 566 285 285.5 7648 7981 4.9 12.3 国产机组
华能太仓 2006-1 哈汽 哈汽 哈汽 哈汽 哈汽 哈汽 哈汽 东汽 东汽 87.93 87.53 87.56 87.46 87.37 87.56 86.31 86.19 92.59 94.02 93.97 93.88 93.33 93.97 92.54 92.66 91.7 91.7 91.5 91.8 91.5 93.2 92.9 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 566 566 566 566 566 566 566 566 538 566 566 566 566 566 566 566 566 566 273 280.1 280.1 280.4 275.1 274.9 284 286 286.4 7516 7530.2 7560 7522 7530 7518.7 7522 7700 7577 4.9 4.9 5.8 4.9 4.9 4.9 4.9 5.5 4.9 大唐乌沙山 2006-4 潮州三百门 2006-5 华能汕头 2005-10 大唐三门峡 2006-6 浙能兰溪 河南华润 国电荆门 珠海金湾 2006-4 2006-10 2006-12 2007-2 福州可门 淮南田集 华能沁北 大唐宁德 国产平均值 2006-8 2007-7 2004-11 2006-6 东汽 上汽 上汽 上汽 87.7 87.31 87.1 87.2 93.3 93.45 93.3 93.39 90.1 91.4 91.7 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 566 566 566 566 562.27 566 566 566 566 566 283.4 278.6 279.4 280 280.79 7613 7587 7597 7565 7597.79 5.88 5.4 11.8 6.13
1.3 600MW超临界机组锅炉设计状况
1.3.1国内外超临界压力锅炉的现状
锅炉是火力发电厂的主要设备之一，它随着电力事业的发展而不断发展。技术和经济以及社会的快速发展对电力工业提出了更高的要求，这也为锅炉的发展明确了方向。
超临界参数机组因其较高的循环热效率，吸引着动力设备制造业以及电厂的兴趣。苏、美、日本和德国等在50年代就开始研制，目前全世界约有500台超临界参数机组在运行，总发电量约为2亿千瓦。在50年代，由于当时不够成熟的技术，如采用微正压燃烧等技术，从而引发了烟气泄漏热膨胀处理等问题，加上当时由于能源价格相对低廉，开发新能源设备的动力不足，人们的注意力只停留在对现有设备的改造和提高上，对超临界压力机组的认识不足，因此超临界技术在美国的发展一度较为缓慢。究其原因主要是：①初期生产速度过快。实际上在Philo电厂投入运行之前，就已经接受了450MW机组的订货，10年之后就发展到 1300MW的规模。容量猛增10倍，设计研制过程难免粗制滥造。②初参数的选择片面追求高效率。Philo电厂的125MW机组，蒸汽压力高压为31MPa，脱离了当时工业的综合实力，因此机组的利用率较差。美国超临界火电技术的发展为此付出了代价。尽管到1980年，美国的超临界压力机组已投运170余台，但到后来，美国就几乎停止了超临界技术的发展，而已超临界压力汽包炉为主。
前苏联则坚持发展超临界技术，依靠自己的技术力量，经多次技术改进，超临界技术相对比较成熟，发展了500MW、800MW和1200MW的系列产品，而且新建的300MW以上机组，只采用超临界参数。目前超临界机组运行的总台数已超过200台，是世界上超临界机组运行台数最多的国家。但其在技术上的发展和改进步子不大，锅炉笨重、工艺粗糙、金属性能与检测手段都有待提高。在阀门、辅机、吹灰装置、控制系统等方面，比其它工业发达国家还有较大差距。
日本则采用引进其它国家的先进技术，并加以消化吸收的方法，技术发展很快，至1985午前后，其超临界压力机组的台数就已占到日本装机容量的59％以上，目前在日本新建的
450MW以上机组均为超临界压力机组，正向超超临界技术发展。第1台负荷为700MW，蒸汽参数为30.9MPa/621/566/566℃的机组已于1989年投人运行，其经济性和可靠性均达到较高水平。70年代，日本发现联邦德国生产的带盘旋上升的旋管圈锅炉，能经济快速起停，且方便调峰运行。他们立刻着手改造美国引进的直管系统，仅3年左右时间，从设计、制造、加工工艺到生产流程就进行了彻底的变革。随着适宜带基本负荷的核电站的兴起，日本的超临界机组能自如地适应变压运行、带周期性负荷的要求。
欧洲以德国发展超临界技术最早，如今丹麦则拥有世界上净效率最高的超临界压力机组，其发电效率达45.3％。近年来，美国总结了超临界技术的经验与教训，认为在超临界技术发展过程中所遇到的问题并非超临界蒸汽参数所致，在吸取其它国家先进经验的同时，经不断改进和完善，美国超临界压力机组的可用率已与超临界压力机组相当。1992年底又投运了1台300MW，蒸汽参数为24.1MP/638℃/538℃的超临界压力燃煤机组，又重新发展超临界技术。人们在提高蒸汽参数的同时，也努力改进汽轮机通流部分设计与燃烧技术，技术日臻成熟。
我国在60年代初期，上海锅炉厂就开始了带内螺纹管直流锅炉的研制。70年代初，上海、哈尔滨还相继制造了12t/h和5t/h的超临界试验锅炉，至今已安装试运20多年。我国为迅速掌握超临界机组的发电技术，在“七五”计划中决定引进超临界机组的成套设备。如最早的华能上海石洞口第二发电厂(2×600 MW)和华能南京电厂(2×300MW)以及最近的伊敏发电厂(2×500MW)和盘山电厂(2×500MW等。但已投运和正在安装的机组均为进口设备，最大单机容量为800MW，正设计的机组单机容量为900MW，也为进口设备，且俄罗斯机组占据了较大份额。经一段时间的运行实践，积累了丰富的运行经验，随着设备国产化份额不断增加，设备成本也不断降低。
在我国，超临界技术的发展也可走引进、仿制、创新之路，最近，国家发展计划委员会已确定沁北电厂2×600 MW机组作为超临界压力机组国产化的依托单位工程，标志着我国超临界压力机组的发展进入一个新阶段。在东方锅炉制造的华能沁北电厂一期工程1号60万千瓦超临界机组锅炉一次水压成功后，机组又一次并网成功。这标志着我国超临界机组国产化技术取得成功。
1.3.2 600MW超临界机组锅炉设计状况
表1-3所示为部分超临界锅炉的设计性能指标，平均设计锅炉效率93%左右，设计排烟温度不超过130℃，除上锅的燃烧方式为切圆燃烧外，其它锅炉厂基本采用对冲燃烧方式。
表1-3 600MW超临界锅炉设计性能
电厂名称 投产 日期 锅炉厂家 设计效排烟温燃烧率[%] 度[℃] 方式 燃煤 种类 燃煤灰份燃煤挥发燃煤低位热空预器设除尘器(收到基)[%] 份(收到基)[%] 值(收到基)[kJ/kg] 计漏风率设计效[%] 率[%] 进口机组
石洞口二厂 1992-6 美国GE 92.53 鲁晋王曲 平均值 2006-8 英国三井 93.72 93.11 130 128.4 129.2 切圆 对冲 烟煤 贫煤 国产机组
华能太仓 2006-1 东锅 哈锅 哈锅 东锅 哈锅 93.52 93.9 94.05 93.5 94.45 128 121 123 131 124 120 121 128 134 132 128 124 123 对冲 对冲 对冲 对冲 对冲 对冲 对冲 对冲 切圆 切圆 切圆 对冲 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 烟煤 贫煤 11 13 13 11 24.98 25 19.41 13.42 8 14 29 22.22 11.76 26 36.44 36.44 36.44 35.27 39 29.06 36.04 35 35 36 14.44 25.09 22768 22760 22760 22760 20230 22000 21640 22750 22760 21960 20000 24360 24190 6 8 8 8 8 6.52 6 8 8 6 8 8 4.96 7.43 99.6 99.82 99.86 99.6 99.6 99.68 99.6 99.8 99.6 99.8 99.75 99.62 99.8 99.66 7.19 22.3 23.56 14.42 22902 23600 10 8 9 99 99.8 99.4 大唐乌沙山 2006-4 潮州三百门 2006-5 华能汕头 2005-10 大唐三门峡 2006-6 浙能兰溪 河南华润 国电荆门 珠海金湾 福州可门 淮南田集 华能沁北 大唐宁德 平均 2006-4 北京巴威 94.13 2006-10 2006-12 2007-2 2006-8 2007-7 2004-11 2006-6 哈锅 东锅 上锅 上锅 上锅 东锅 哈锅 93.06 93.54 93.55 93.52 93.5 93.07 93.6 对冲 无烟煤 93.58 126.36
2 600MW超临界机组运行经济性
2.1 600MW超临界机组能耗实际运行水平分析
表1-4 不同类型超临界机组能耗设计水平
机组类型 进口平均 国产平均
锅炉设计效率汽轮机保证热耗率
[%] 93.14 93.65
[kJ/kWh] 7627.8 7564.45
发电耗水率[m3/MWh] 0.44 1.308
表1-5 不同类型超临界机组能耗实际运行水平
机组类型 进口超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷无脱硫
机组台数 平均负荷系数[%] 平均发电煤耗[g/kWh] 平均生产厂用电率[%] 平均供电煤耗[g/kWh]
4 22 2
75.18 74.33 71.92
316.76 300.8 302.21
6.08 5.04 5.22
337.27 316.76 318.85
发电补给水率
[%] 2.25 2.08
发电煤耗[g/kWh] 281.16 283.28
厂用电率供电煤耗[%] 5 5.92
[g/kWh] 296.5 301.12
由表1-4、1-5可得，600MW超临界锅炉实际运行水平的特点：
1) 国产机组煤耗平均保持在316-319 g/kWh之间，高于设计值；
2) 由于进口机组投产较早，其实际煤耗高于设际值，也高于近年投产的国产机组的
实际煤耗；
3) 国产机组厂用电实际运行值低于设计值，进口机组的则高于设计值； 4) 有脱硫设备机组的能耗和厂用电较无脱硫机组的均较高。
2.2 600MW超临界汽轮机实际运行水平分析
表1-6 不同类型600MW超临界汽轮机设计性能
机组类型称 主汽压力[MPa] 主汽温度[℃] ABB 日立 国产平均值
24.2 24.2 24.2
538 566 562.27
再热汽温[℃]
566 566 566
给水温度[℃] 保证热耗率[kJ/kWh] 设计背压[kPa]
285 285.5 280.79
7648 7981 7597.79
4.9 12.3 6.13
表1-7 不同类型600MW超临界汽轮机实际运行性能
电厂名称
进口超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷无脱硫
机组负荷系主汽压力 主汽温再热汽给水温真空度发电补凝汽器端凝结水过台数 数[%] 4 22 2
75.18 74.33 71.92
[MPa] 度 [℃] 温[℃] 14.15 20.1 18.25
537.58 563.75 565.62
537.75 563.89 565.91
度[℃] 250.72 262.28 255.32
[%] 91.25 94.47 94.14
水率[%] 1.42 0.78 1.3
差[℃] 3.97 4.76 4.27
冷度[℃] 0.55 0.75 0.91
由表1-6、1-7可得，600MW超临界汽轮机实际运行水平的特点： 1) 进口机组的真空度实际运行值较低；
2) 进口机组的凝汽器端差和凝结水过冷度的实际运行值低于国产机组。
2.3 600MW超临界锅炉实际运行水平分析
表1-8 不同类型600MW超临界锅炉设计性能
机组类型 美国GE 英国三井 国产平均
设计效率排烟温度燃煤灰份 燃煤挥发份燃煤低位热值 空预器设计 [%] 92.53 93.72 93.58
[℃] 130 128.4 126.36
[%] 7.19 22.3 16.60
[%] 23.56 14.42 32.32
[kJ/kg] 22902 23600 22379.85
漏风率[%]
10 8 7.43
除尘器设计 效率[%] 99 99.8 99.66
表1-9 不同类型600MW超临界锅炉实际运行性能
电厂名称
进口超临界湿冷有脱硫
机组负荷系排烟温飞灰含空预器漏燃煤挥发燃煤灰份燃煤低位热值燃煤硫份Sar 台数 数[%] 4
75.18 74.33 71.92
度[℃] 碳量[%] 风率[%] 份Var [%] Aar [%] Qar,net [kJ/kg] (收到基)[%] 130.98 122.72 130.68
1.62 2.63 1.08
9.27 6.67 6.35
31.37 26.48 21.55
25.14 21.95 26.12
17924.66 21903.73 19672
1.09 0.69 1.27
国产超临界湿冷有脱硫 22 国产超临界湿冷无脱硫
2
由表1-8、1-9可得，600MW超临界汽轮机实际运行水平的特点： 1) 进口机组的排烟温度实际值较高；
2) 空预器漏风率实际值较设计值均较低，且国产机组优于进口机组；
3）22台国产超临界锅炉平均排烟温度123℃ ，空预器漏风率低于7%，非灰含碳量不超过3%，运行性能良好。
3 贵港600MW亚临界机组设计状况分析
贵港电厂一期工程机组的锅炉是上海锅炉厂有限公司引进美国 ALSTOM成熟技术开发的超临界直流锅炉产品，型号为SG-1913/25.4-M965，本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置燃煤锅炉。汽轮机是上海汽轮机有限公司引用西屋公司技术生产的N600-24.2 /566/566型单轴、四缸四排汽、高中压合缸,中间再热凝汽式汽轮机。发电机是上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN－600－2型三相二极式汽轮同步发电机，冷却方式采用“水氢氢”。
贵港公司设计燃用烟煤，实际煤源基本上为贵州煤,火车运输到电厂，汽车运输为辅。贵州煤矿点小而多，煤质不稳定，热值变化较大，含硫份基本在3~4%之间，导致脱硫厂用电率较高。
电厂水源为电厂前面的郁江，机组为开式冷却方式，每台机组配备2台循环水泵。 贵港电厂机组的设计发电煤耗为297.9 g/kWh，厂用电率为5.78%（含脱硫），供电煤耗为316g/kWh。
3.1 贵港600MW超临界机组煤耗状况
表2-1 贵港600MW超临界组机主要能耗设计指标
项目 验收工况THA 铭牌工况TRL
功率 (MW) 600 600.397
锅炉热效率 汽轮机热耗率
(%) 92.8 92.93
(kJ/kWh) 7587 7892.6
管道效率(%) 99 99
厂用电率发电煤耗率 供电煤耗率 (%) 5.87 5.87
(g/kWh) 282.16 293.11
(g/kWh) 299.76 311.39
TMCR工况 VWO工况 75%额定出力 50%额定出力 30%额定出力 高加切除工况 厂用汽工况
632.919 671.209 450.226 300.22 180.062 600.27 600.18
92.88 92.88 92.97 93.36 93.94 94.19 93.05
7572 7559 7732 7999 8528 7820 7387
99 99 99 99 99 99 99
5.87 5.87 6 6.2 6.4 5.87 5.87
281.36 280.87 287.02 295.69 313.3 286.53 273.98
298.91 298.39 305.34 315.23 334.72 304.4 291.07
3.2 超临界锅炉设计指标 锅炉设计条件及性能数据
贵港电厂一期工程2×600MW 超临界机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋 管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π 型露 天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。锅炉燃用为贵州 烟煤。炉后尾部布置两 台转子直径为φ13492mm 的三分仓容克式空气预热器。
表2-2 额定工况及BMCR 工况主要参数
名 称 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽出口温度 给水温度 表2-3 设计煤质特性
单 位 t/h MPa.g ℃ t/h MPa.g ℃ MPa.g ℃ ℃ 最大连续蒸发量 （BMCR） 1913 25.4 571 1584 4.39 312 4.20 569 282 额定工况蒸发量 （BRL） 1785 25.24 571 1484 4.11 306 3.94 569 278 项目 1.元素分析 收到基碳 收到基氢 收到基氧 收到基氮 收到基硫 2.工业分析 收到基灰分 收到基水分 3.收到基低位发热量 符号 Car Har Oar Nar St.ar Aar Mar Qnet. ar 单位 % % % % % % % kJ/kg 设计煤种 57.5 3.11 2.78 0.99 2.0 23.72 9.9 21981 校核煤种 51.82 3.59 2.50 1.01 2.86 28.72 9.5 20581 4.可磨系数 5.冲刷磨损指数 6.灰熔点 变形温度 软化温度 半球温度 流动温度 HGI Ke DT ST HT FT 78 2.2(较强) ℃ ℃ ℃ ℃ 78 2.26(较强) 1290 1370 1420 1480 4.可磨系数 5.冲刷磨损指数 1270 1360 1380 1430 表2-4 贵港超临界锅炉主要热力参数表
设计煤种 项目 单位 BMCR BRL 75% THA 50% THA 30% 高加全切 THA 校核煤种 BMCR BRL 定压 一、锅炉设计参数 过热蒸汽流量 t/h 1913 25.4 571 1582.2 4.41 4.22 313 569 283 4.61 0.02 0.18 0.10 1.30 0.17 0.30 0.35 89.10 92.97 1.20 定压 滑压 滑压 1792 571 1488 4.15 3.97 306 569 279 4.55 0.02 0.18 0.09 1.30 0.20 0.30 0.35 89.12 93.01 1.20 1212. 792.5 571 1030 2.86 2.73 282 569 255 4.36 0.02 0.14 0.09 1.30 0.27 0.30 0.35 89.24 93.16 1.34 571 688.3 1.89 1.80 291 569 232 3.95 0.01 0.10 0.08 1.20 0.38 0.30 0.35 89.69 93.63 1.38 定压 573.9 11.59 571 505.0 1.31 1.24 289 531 215 3.78 0.01 0.05 0.08 1.20 0.50 0.30 0.35 89.78 93.73 1.45 定压 1466.8 24.88 571 1438.5 4.07 3.90 309 569 183 3.51 0.01 0.10 0.07 1.30 0.20 0.30 0.35 90.19 94.15 1.20 定压 定压 定压 1792.3 25.25 571 1488.4 4.15 3.97 306 569 279 4.52 0.02 0.16 0.09 0.83 0.20 0.30 0.35 89.66 93.52 1.20 1673. 1913 25.11 25.40 571 1395.3 3.89 3.72 300 569 274 4.43 0.02 0.17 0.09 1.30 0.21 0.30 0.35 571 1582 4.41 4.22 313 569 283 4.59 0.02 0.16 0.10 0.83 0.19 0.30 0.35 过热汽出口压力 MPa 过热汽出口温度 ℃ 再热蒸汽流量 t/h 25.25 24.64 15.45 再热汽进口压力 MPa 再热汽出口压力 MPa 再热汽进口温度 ℃ 再热汽出口温度 ℃ 给水温度 干烟气热损失 氢的燃烧损失 ℃ % % 二、热损失及热负荷 燃料水份热损失 % 空气水份热损失 % 未完全燃烧损失 % 辐射热损失 其它热损失 制造厂裕度 高位热效率 低位热效率 过量空气系数 % % % % % 89.21 89.59 93.13 93.45 1.20 1.20 性能保证
1）锅炉最大连续出力（B-MCR）1913 t/h；
2）在燃用设计煤种BRL 工况下，锅炉保证热效率不小于92.8%；(按低位发 热量)。
3）空气预热器的漏风率（单台）在投产第一年内不高于6%，运行1 年后不 高于8 %。一次风漏风率不大于35%；
4）锅炉燃用设计煤种，煤粉细度在规定范围内时，不投油最低稳燃负荷不
大于 35 %B-MCR；
5）锅炉在燃用设计煤种BMCR 工况下NOx 的排放浓度不超过400mg/Nm3 （O2=6%）；
6）在BMCR 工况条件下，过热器、再热器、省煤器的实际汽、水侧压降数 值不超过设计值；
7）燃用设计煤种时，滑压运行在35％～100%B-MCR 范围过热蒸汽能维持 其额定汽温；在50％～100% B-MCR 时再热蒸汽能维持额定汽温。汽温允许偏 差±5℃。
3.3 超临界汽轮机设计指标
汽轮机主要技术参数
汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机 铭牌(额定)功率：
600MW 24.2MPa(a) 566℃ 566℃ 5.88kPa(a)
主汽阀前主蒸汽额定压力： 主汽阀前主蒸汽额定温度：
再热蒸汽进汽阀前额定温度： 额定排汽平均背压： 冷却水温： 设计： 最高：
23℃
33℃
最终给水温度： 275℃
机组保证净热耗(扣除励磁机功率后)：7587kJ/kW·h1.2.3.1
给水泵汽轮机效率 81%
给水泵效率 83% 再热系统压降 10% 1、2段抽汽压损 3% 其它各段抽汽压损 5%
加热器端差按下表(加热器号按抽汽压力由高至低排列)
上端差 ℃ 下端差 ℃
1号高加 2号高加 3号高加 5号低加 6号低加 7号低加 8号低加 －1.7 5.6 0 5.6 0 5.6 2.8 5.6 2.8 5.6 2.8 5.6 2.8 5.6 热力系统
(1) 主汽、再热及旁路蒸汽系统
主蒸汽及再热蒸汽均为单元制系统。主蒸汽及再热（冷段）蒸汽拟采用2-1-2布置方式，可减少由锅炉两侧引出的蒸汽在汽轮机进口的温度偏差，有利于汽轮机的安全运行。再热（热段）蒸汽拟采用双管布置。
再热（冷段）蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源之一。
汽机旁路系统采用高、低压串联旁路，其容量暂按锅炉最大连续蒸发量的30%设置。 (2) 给水系统
给水系统采用单元制。每台机组设置两台50％容量汽动给水泵及一台容量为30％的电动调速给水泵作启动备用泵。给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。给水泵汽轮机布置于汽机房运转层，排汽进入主汽轮机凝汽器。
(3) 凝结水系统
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机设2×100％凝结水泵，一运一备。从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和4台低压加热器进入除氧器。
设有凝结水贮存水箱和输送泵，为凝结水系统提供补水和启动注水，同时也作为凝汽器热井水位控制的补水和贮水。
(4) 抽汽及加热器疏水系统
汽轮机采用八级非调节抽汽。1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，4级抽汽供给除氧器，5、6、7、8级抽汽分别供给四台低压加热器。4级抽汽亦作为给水泵汽轮机正常运行汽源。7、8号低加为共用一个壳体的复式加热器，卧式布置在凝汽器喉部。
各高压加热器疏水采用逐级自流的方式最终进入除氧器，在事故情况或低负荷时，疏水可直接进入凝汽器中。同样，低压加热器疏水也采用逐级自流的方式，最终进入凝汽器中，同时也设有事故疏水措施，以保护低压加热器。
(5) 辅机冷却水系统
本工程辅机冷却水系统采用开式和闭式两套循环冷却水系统，冷却水系统初步设计参数如下：
系统名称 闭式循环冷却水 设计压力(MPa) 0.9 设计温度(℃) 38 水源 除盐水 备注 开式循环冷却水 0.2 2335 淡水
表3-3 贵港600MW超临界汽轮机主要数据汇总表
名称
验收工况 THA
出力MW 热耗值KJ/kW.h 主蒸汽压力 MPa 再热压力MPa 主蒸汽温度℃ 再热蒸汽温度℃ 主蒸汽流量 kg/h 再热汽流量kg/h 排汽压力 MPa 排汽流量kg/h 补给水率 ％ 末级高加出口给水温度℃
600 7587 24.2 3.642 566 566 1677539 1400299 0.00588 973830 0 275.0
铭牌工况 TRL 600.397 7892.6 24.2 3.826 566 566 1784580 1475336 0.0118 1019701 3 278.6
TMCR 工况 632.919 7572 24.2 3.856 566 566 1784580 1483989 0.00588 1023126 0 279.0
VWO 工况 671.209 7559 24.2 4.11 566 566 1913000 1583910 0.00588 1080860 0 283.4
75%
50%
30%
高加
厂用汽 工况 600.18 7387 24.2 3.733 566 566
额定出力 额定出力 额定出力 切除工况 450.226 7732 24.2 2.714 566 566 1222012 1038299 0.00588 751045 0 255.7
300.22 7999 16.497 1.825 566 566 798525 693435 0.00588 533312 0 233.1
180.062 8528 10.5 1.139 566 528 497787 439575 0.00588 357279 0 209.2
600.27 7820 24.2 3.801 566 566
1468639 1733909 1440411 1442564 0.00588 1054732 0 184.4
0.00588 909874 0 276.9
4 华电贵港发电有限公司机组的实际运行状况
4.1项目开始前贵港600MW亚临界机组运行状况分析
项目开始前机组的性能状况
项目 功率 过热蒸汽流量 煤的低位发热量
锅炉效率 送风温度 排烟温度 排烟氧量 飞灰含碳量 灰渣含碳量 空预器漏风率 过热减温水量 再热减温水量
单位 MW t/h kJ/kg % ℃ ℃ % % % % t/h t/h
设计值 600 1678 21981 92.8 27 135.6 71.7 0
试验1 602.7 1913 19430 91.17 33 148.3 4.587 4.539 4.6981 7.16 63.59 0
试验2 590.05 1887 18120 91.38 31.8 143.85 4.8228 3.6975 3.7348 6.815 60.31 0
项目 机组负荷 主蒸汽压力 主蒸汽温度 中压缸进汽温度 锅炉给水温度 过热减温水流量 低压缸排汽压力 高压缸效率 中压缸效率 低压缸效率 热耗率
单位 kW Mpa ℃ ℃ ℃ t/h kPa % % % kJ/kWh
保证工况 600000 24.2 566 566 275 0 5.88 87.64 93.07 89.92 7587
额定出力实验 601069.74 24.19 568.1 551 282.56 50 8.53 84.6 91.02 87.5 8462.4
试验工况1 603207.61 24.154 567.8 549.9 281.78 59.124 9.082 84.8 95.21 89 8379.5
试验工况2 589380.41 23.957 563.1 544.7 280.41 56.248 8.636 84.5 93.93 90.1 8415.8
机组小修前机组的性能状况
表3贵港电厂#1机组供电煤耗试验结果汇总表
数值名称 机组发电量表累计 机组平均负荷 厂用A高厂变电量表累计 厂用B高厂变电量表累计 厂用励磁变电量表累计 机组厂用电量总计 汽机热耗率 锅炉效率 系统管道效率 厂用电率 发电标准煤耗 供电标准煤耗
符号 qr ηg ηp e bf gb 300MW 450MW 570MW 单位 5月16日 5月13日 5月15日 13-15：00 17-19：00 19-21：00 万Kw.h 36 95 95 万Kw.h 301.5 453 570.5 万Kw.h 5.04 2.88 4.4 万Kw.h 0.2 0.45 0.144 5.634 7941.664 87.34 99 5.93 313.780 333.560 0.45 0.156 5.006 8022 87.3 99 5.27 317.099 334.740 万Kw.h 0.06 万Kw.h 3.14 kj/kwh 8285.384 % 86.71 % 99 % 8.72 g/kw.h 329.739 g/kw.h 361.239 表3 #1锅炉热效率结果汇总表
300MW 序号 1 项 目 电负荷 单位 MW 5月16日 13-15：00 301.5 450MW 570MW 5月13日 5月15日 17-19：00 19-21：00 453 570 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 锅炉蒸发量 主蒸汽压力 主蒸汽温度 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽温度 给水压力 给水温度 排烟温度 环境温度 收到基全水分 空气干燥基水分 空气干燥基灰分 收到基灰分 空干基挥发分 空气干燥基全硫 t/h MPa ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ ℃ % % % % % % 893 15.93 563 1.99 525 17.75 243 126.4 31 6.87 1.43 30.31 28.23 16.85 3.12 23.56 21.21 11.04 25.58 8.685 11.155 1346 21.5 568 2.92 533 24.4 263 134.5 32.0 8.57 1.08 29.07 26.58 15.56 2.70 24.01 21.18 12.44 18.52 7.185 12.5 1786 24.4 564 3.76 540 28.8 278 142.1 30 7.60 1.38 33.65 31.09 16.32 3.95 22.27 19.85 10.18 14.10 6.49 13.13 空气干燥基高位发热MJ/kg 量 收到基低位发热量 飞灰可燃物含量 灰渣可燃物含量 排烟处烟气含O2 排烟处烟气含CO2 过剩空气系数 排烟热损失 化学未完全燃烧热损失 机械未完全燃烧热损失 散热损失 灰渣物理热损失 反平衡热效率 MJ/kg % % % % % % % % % % % 1.705237515 1.52008686 1.44727774 6.194887893 5.98221607 6.25275413 0.0000 0.0000 0.0000 6.389364398 6.21140183 6.09573965 0.705886388 0.46831838 0.35294319 0.0000 86.7099 0.0000 87.3381 0.0000 87.2986
表5 #1锅炉空预器特性试验结果汇总表
300MW 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
450MW 5月13日 17-19：00 4.42 6.59 4.38 7.78 13.55 23.15 351 131.7 342 137.5 570MW 5月15日 19-21：00 3.6 5.95 4.29 7.03 14.05 17.65 360.5 141.4 361 142.8 项 目 A空预器进口氧量 A空预器出口氧量 B空预器进口氧量 B空预器出口氧量 A空预器漏风率 B空预器漏风率 A空预器进口烟温 A空预器出口烟温 B空预器进口烟温 B空预器出口烟温 单位 % % % % % % ℃ ℃ ℃ ℃ 5月16日 13-15：00 5.04 7.87 5.14 9.5 19.40 34.12 315 123 311 129.7 试验热平衡计算 名称 试验日期: 给水压力 主给水流量 主蒸汽流量 主蒸汽压力 主蒸汽温度 一段抽汽压力 一段抽汽温度 #1加热器进汽压力 #1加热器进汽温度 加热器上端差 加热器下端差 一段抽汽压损 一段抽汽口级效率 二段抽汽压力 二段抽汽温度 单位 / MPa t/h t/h MPa ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ ℃ % MPa ℃ 数据 2008-5-16 18.042 889.33 907.44 15.719 562.7 3.405 374.4 3.338 373.11 -1.411 9.03 0.020 0.672 2.233 314.7 数据 2008-5-13 24.828 1308.70 1337.73 21.032 567.1 4.877 363.4 4.760 361.99 -1.615 5.68 0.024 0.764 3.214 305.2 数据 2008-5-15 29.695 1778.81 1788.60 23.951 561.5 6.283 369.4 6.090 367.60 -1.148 10.46 0.031 0.767 4.131 310.1 #2加热器进汽压力 #2加热器进汽温度 一，二段抽汽口间级效率 加热器上端差 加热器下端差 二段抽汽压损 二段抽汽口间级效率 高排压力 高排温度 高压缸效率 再热汽压力 再热汽温度 再热压损 三段抽汽压力 三段抽汽温度 #3加热器进汽压力 #3加热器进汽温度 加热器上端差 加热器下端差 三段抽汽压损 三段抽汽口间级效率 过热减温水流量 再热减温水流量 明漏量 除氧器变化当量质量流量 热井变化当量质量流量 闭式水箱变化当量质量流量 化学补水箱变化当量质量流量 不明漏量 不明漏率 凝泵出水压力 主凝水压力 四段抽汽压力 四段抽汽温度 MPa ℃ % ℃ ℃ % % MPa ℃ % MPa ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ ℃ % % t/h t/h t/h kg/h kg/h kg/h kg/h t/h ％ MPa MPa MPa ℃ 3.119 4.002 305.48 309.99 0.543 0.576 -0.120 0.995 7.09 9.23 0.029 0.031 0.827 0.835 3.366 4.131 311.8 310.1 0.819 0.835 3.000 3.846 539.1 539.3 0.122 0.074 1.467 1.885 438.5 442.1 1.474 1.888 439.18 442.44 -0.640 0.550 4.29 5.47 -0.005 -0.002 0.837 0.802 43.730 24.717 0 0 4.39176 4.39176 -1,139.9526 -1,796.0653 -12,875.7200 -11,253.3015 -2.5804 0.0000 -15,752.6471 -23.3070 -1,211.7276 9.1940 7.3095 9.8693 0.5169 0.5585 0.5548 3.380 3.197 2.867 3.136 2.921 2.503 0.549 0.770 0.973 333.1 336.1 337.2 2.167 315.28 0.463 -1.397 4.08 0.030 0.762 2.233 314.7 0.762 2.096 527.2 0.066 1.021 432.3 1.032 433.35 -1.384 3.20 -0.010 0.799 32.140 0 4.39176 -960.1116 -6,875.6115 2.5804 除氧器进汽压力 四段抽汽压损 四段抽汽口间级效率 小机用汽量 五段抽汽压力 五段抽汽温度 #5加热器进汽压力 #5加热器进汽温度 加热器上端差 加热器下端差 五段抽汽压损 五段抽汽口间级效率 六段抽汽压力 六段抽汽温度 加热器上端差 加热器下端差 六段抽汽压损 六段抽汽口间级效率 中压缸排汽压力 中压缸排汽温度 中压缸效率 低压缸进汽压力 低压缸进汽温度 湿蒸汽 七段抽汽压力 七段抽汽温度 七段抽汽焓 加热器上端差 加热器下端差 七段抽汽压损 七段抽汽口间级效率 设计七抽能量 轴封加热器进水温度 轴封加热器出水温度 轴封加热器温升 湿蒸汽 MPa % % t/h MPa ℃ MPa ℃ ℃ ℃ % MPa ℃ ℃ ℃ % % MPa ℃ % MPa ℃ MPa ℃ kJ/kg ℃ ℃ % 0.546 0.763 0.962 0.007 0.009 0.011 0.934 0.948 0.931 53.297 75.710 97.726 0.223 0.305 0.377 257.0 260.5 260.9 0.189 0.274 0.350 248.8 251.9 252.4 -1.806 -0.114 1.562 9.14 11.35 13.07 0.151 0.102 0.073 0.844 0.841 0.827 0.053 0.079 0.101 174.3 133.3 121.8 -2.572 -1.292 -0.125 5.48 6.45 7.47 0.018 0.022 0.013 0.768 0.874 0.897 0.509 0.755 0.944 330.3 338.2 336.1 0.9018 0.9265 0.9177 0.500 0.745 0.943 331.5 337.8 335.7 0.0326 0.0426 0.0504 92.4 83.7 82.7 2642.4 2642.4 2642.4 2.194 0.513 -0.806 -3.44 2.69 4.09 0.000 0.000 0.000 0.864 0.845 0.822 143135649.900 143135649.900 143135649.900 36.942 39.433 42.537 45.981 48.142 51.271 9.039 8.709 8.733 八段抽汽压力 八段抽汽温度 加热器上端差 加热器下端差 八段抽汽压损 八段抽汽口间级效率 低压缸排汽量 排汽压力 排汽压力下温度 发电机功率 试验热耗率
MPa ℃ ℃ ℃ % t/h MPa ℃ kW kJ/kWh 0.012 46.0 -2.354 -4.86 0.031 0.902 571.71 0.00567 35.2 300422.88 8558.3 0.016 46.0 1.372 -4.63 0.043 0.889 808.74 0.00620 36.8 451116.57 8122.3 0.021 46.0 3.579 -4.86 0.044 0.880 1039.14 0.00701 39.0 573696.64 8171.3 机组小修后机组的性能状况及对策
小修前后锅炉性能分析
贵港电厂1号炉在08年6月18日到08年7月14日进行了小修，小修后从初步运行情况看，锅炉运行状况较小修前有所变差。1号炉08年5月7日和08年8月6日锅炉运行参数对比表如下： 序号 1 2 3 4 5 6 7 7 8 9 10 11 12 13 14 15
从上表可以看出,在同样的312MW的负荷下，1号炉小修后的锅炉再热蒸汽温度下降20~30℃，飞灰增加2~6%。
1号炉小修后已经调整了煤粉细度，小修后的磨煤机分离器开度已调整到38度，煤粉
项目 负荷 氧量 排烟温度 总燃料量 总风量 磨煤机煤（B/C/D/E） 一次风量 二次风流量 主蒸汽温度 主蒸汽压力 减温水一级流量 减温水二级流量 再热蒸汽温度 再热蒸汽压力 再热减温水流量 飞灰含碳量 量单位 MW % ℃ t/h km3/h t/h km3/h km3/h ℃ Pa t/h t/h ℃ Pa t/h % 小修前 （08．5．7） 312.5 4.9~6.4 126.5 135.3 1641 38/41/40/33 143.4/101.2/95.7/92.5 689.2/635.2 570.3/569.3 16.18 8/49.34 2.3/0 549.0/546.5 2.129 0/0 7~10 小修后 （08．8．6） 312.7 4.3~7.3 116.6 150.5 1764 44.8/41.4/37.8/44.9 122.1/117.7/113.2/122.4 636.9/649.7 564.3/563.3 16.39 0/30.49 0/0.2 519.7/526.5 2.164 0/0 8.87~16.24 细度电厂固定取样测量数值R90%为13.56/13.28/26.48/4.24(B/C/D/E),此数值不一定准确，但从分离器开度来看，煤粉实际细度还要细一点。磨煤机的出口温度也比过去提高了10℃，达到92~93℃。锅炉运行状况的下降主要原因还在于煤质挥发份和热值的下降。 收集了从08年7月2日到7月28日的煤场来煤的分矿煤样的煤质分析。将其中可燃基挥发份的分析数值列图表示如下：
454035302520151050135791113151719212325272931取样次数(08.7.2-08.7.11)
Vdaf %Vdaf %605040302010013579111315171921232527293133取样次数（08.7.12-08.7.18）
6050Vdaf %40302010013579111315171921232527293133353739取样次数（08.7.19-08.7.23）
45403530252015105013579111315171921取样次数（08.7.25-08.7.28）2325
从上面四个图示可以看出，在7月12日以后，煤的挥发份明显下降，绝大部分的干燥无灰基挥发份数值在15%以下，属于低挥发份贫煤的范围（但是还没有发现有干燥无灰基挥发份数值在10%以下无烟煤）。而低挥发份贫煤在国内还没有用中速磨煤机直吹制系统来磨制的先例。
煤的热值也较过去有明显的降低，从上表可以看出，在同样的锅炉负荷下，总煤量增加了11%。锅炉飞灰的增加和煤的热值的下降导致固定未完全燃烧热损失的增加和锅炉效率
的下降。锅炉飞灰和煤的热值和锅炉固体未完全燃烧热损失的关系式如下：
Vdaf %q433.7103CfhAarfhQnet,ar100CfhClzlz100Clz 式中：q4-固体未完全燃烧热损失, %
3
33.7×10-灰中含碳的近似发热量，kJ/kg Aar-入炉煤受到基灰分，%
Q net,ar-入炉煤受到基低位发热量，kJ/kg C fh,C lz-飞灰和炉渣中的含碳量，%
ａfh,ａlz-飞灰和炉渣中的飞灰份额，它们之间的关系为：ａfh+ａlz=1。 根据上述公式计算，小修后的固体未完全燃烧热损失为8%。 锅炉侧应采取的措施：
1 对于燃用低挥发份贫煤的锅炉在采用中速磨煤机直吹制时运行情况和国内经验，采用增加卫燃带的方法是必然的措施。为了防止卫燃带的结渣，根据国内的经验，采用分割
2
型小块卫燃带的措施（本次共80m,40块）。在取得运行经验后再适当增加卫燃带。
2 进一步对煤粉细度进行测量和调节以及锅炉配风的调整，并结合磨煤机出力的调整确定分离器挡板的开度。
3 为了有利于磨煤机的调整，必须改造现有磨煤机入口风量测量装置。 4 尽量避免和干燥无灰基挥发份高于35%的高挥发份烟煤甚至褐煤的掺混。因为高挥发份煤在着火燃烧中极易抢风，造成贫煤的退后燃烧，增加飞灰的可燃物。而很少的高挥发份煤对着火的稳定性的提高并无多大的帮助。
小修后整个机组能耗分析
在50%负荷时机组设计热耗率8011kJ/kWh，取锅炉效率93%时，设计发电煤耗298g/kWh。取三个工况点303.3MW、303.8MW、304.4MW（2008年8月份）进行计算，分别算得汽轮机热耗为8297.76kJ/kWh、8268.32J/kWh、8271J/kWh，平均8280kJ/kWh，比设计值高约270kJ/kWh。
实测锅炉省煤器出口烟气氧量为（6.0+4.5+6.4+7.7+4.7+5.6）/6=5.8；过量空气系数为21/（21-5.8）=1.38，按照空预器漏风率*8%考虑，排烟过量空气系数为1.5，近似计算锅炉排烟热损失（3.54*1.5+0.44）*(127-29)/100=5.635%；计算锅炉散热损失0.664%；按照8月6日9时煤质化验数据灰分含量27.3%，低位发热量21532kJ/kg，飞灰含碳量16.24%，灰渣含碳量23.02%，计算机械为完全燃烧热损失为8.74%，三项损失总计15.039%，再考虑其它损失0.5%，锅炉效率为84.5%
337.27AarfhCfhlzClz337.2727.39016.241023.02q4()()Qar.net100Cfh100Clz2153210016.2410023.02 取管道效率99%， 实际发电煤耗：
b1231238280338.17g/kWh 36000.8450.993600bpq 根据统计报表计算厂用电率：8.2% 实际供电煤耗为：bs小修后机侧性能分析
（1）、高压缸排汽温度比设计值高约20℃,使高压缸效率低于设计值约2.5%左右,影响汽轮机热耗约2.5*0.21%=0.525%，使机组热耗增加约42kJ/kg；使发电煤耗增加1.56g/kWh。 （2）、再热蒸汽温度低于设计值约26~36℃，影响汽轮机热耗约（26~36）*0.022%=0.572%~0。792%，使机组热耗增加约45.82~63.45kJ/kg；使发电煤耗增加1.7~2.36g/kWh。 （3）、从中压缸功率与机组功率之比值来看，实际值27%左右，设计值26%左右，实际值大于设计值1%左右，说明计算进入中压缸的蒸汽流量偏大，说明中压缸之前存在系统内漏，
b338.17368g/kWh
1ap10.082也许是低旁泄漏，也许是高加危急疏水门不严或者抽汽管道疏水门有泄露。 （4）、由于环境温度较高，机组背压高于设计背压0.68kPa左右，影响机组热耗0.68*0.8%=0.54%，热耗增加约44kJ/kWh，使发电煤耗增加1.6g/kWh。从凝汽器端差来看为2℃左右，说明凝汽器性能正常。 （5）、高压缸抽汽高设计值约30℃，高压缸排汽温度较设计值高20℃左右，进一步说明高压缸动静间隙较大，因而高压缸效率低于设计值。 （6）、小汽机汽耗量设计值为28t/h，实际值49t/h，即大于设计值20t/h左右，影响汽轮机热耗约1%，使机组热耗增加约80kJ/kWh。 （7）、上述四项热耗增加之和为212~230kJ/kWh，还有40~58kJ/kWh可认为由中低压缸效率和系统内漏引起。 （8）、从1#高加的温升、端差和抽汽管道压降来看，接近设计值。 （9）、从2#高加的温升、端差和抽汽管道压降来看，接近设计值。 （10）、由于3#高加抽汽压力与进汽压力显示，抽汽压降为负值，说明其中有一表计测量不准，本计算选抽汽压力为正确值；从2#高加的温升、端差来看，接近设计值。 （11）、由于再热汽温低于设计值26~36℃，因而中压缸抽汽（3段）低于设计值20℃左右，排汽（4段）低于设计值30℃左右，3段抽汽效率约为79%，而设计抽汽效率为91.6，可认为中压缸3段抽汽级之前通流部分效率低。 （12）、计算四段抽汽效率，设计值93%，但实际值达到110%，这不可能，有可能是四段抽汽测量表计不准。 （13）、从除氧器压力显示来看，显示除氧器表压力0.446MPa，实际压力0.546MPa，对应的饱和温度为155℃，实际除氧器出口水温151.3℃，除氧器加热不足3.7℃ （14）、根据弗留格尔公式可知，汽轮机通流部分级前压力与流量成正比，从显示的各级抽汽压力来看，由于实际汽耗量大于设计汽耗量，高、中压缸实际抽汽压力大于设计抽汽压力，但低压缸5、6、7级抽汽压力均小于设计压力，说明如果测量表记准确，进入低压缸的蒸汽流量较小，一方面是给水泵汽耗量远大于设计值，也许还存在蒸汽内漏，估计抽汽压力表计不准。 （15）、从5段抽汽温度来看，在低压缸进汽温度与设计温度相差30℃左右的情况下，5段抽汽的温度与设计值接近，进而计算5段抽汽效率，实际效率为57%左右，而设计5段抽汽效率为93%左右，说明5段抽汽之前的低压缸通流部分效率极低，动静部分间隙较大。5#低加凝结水温升与设计值接近，但疏水端差低于设计值3℃左右。按照管道压降5%，计算出口端差-3.4℃，而设计出口端差为2.8，进一步说明抽汽压力显示偏低，压力表计不准。 （16）、以5段抽汽为进汽点，计算6段抽汽的实际效率为55%左右，而设计6段抽汽效率为95.8%，说明5段抽汽与6段抽汽之间的低压缸通流部分效率也极低，动静部分间隙较大。6#低加的温升与设计温升接近，疏水端差也与设计值接近，按照管道压降5%，计算出口端差-3.8℃，而设计出口端差为2.8，进一步说明抽汽压力显示偏低，压力表计不准。 18、以6段抽汽为进汽点，计算7段抽汽的实际效率为130%左右，设计7段抽汽效率为95%，估计测量表计不准，请校核。
600MW超临界机组节煤策略
5.1 600MW超临界锅炉
1）降低飞灰可燃物
尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃尽碳的量占飞灰量的百分比，主要与燃煤特性、煤粉细度、煤粉均匀性、炉膛温度、风粉混合程度等有关。一座装机容量为1000MW的电厂，
一年原煤消耗约300万吨，若按灰分27%计算，年灰渣产生量为81万吨。如果燃烧不完全，灰渣中有2%的可燃物，每年则有1.62万吨纯碳被浪费掉，未能利用。
针对所燃用的煤种，合理选定煤粉细度，尽可能减少煤粉中大颗粒的含量，强化燃烧，提高燃尽程度。据计算，飞灰可燃物每降低1%，锅炉效率提供约0.3%。
降低飞灰可燃物含量的措施： 1．燃烧器改造及调整
（1）底层燃烧器底部加装蒸汽射流，以增强一次风射流刚性，减少落粉；
（2）在底层二次风以下粉刷一定高度反射涂层，弥补炉膛热负荷不足，强化底部燃烧； （3）将燃烧温度提高到一定程度，缩短着火距离，稳定燃烧； （4）向上调整燃烧器喷口角度，增加稳燃带。 2．制粉系统调整
若煤粉细度太粗，调整制粉风量、分离器档板。 ３．提高热风温度
对于挥发份低的煤种，需要煤粉磨细点，并提高燃烧温度水平，以利于煤粉燃尽。而提高燃烧温度水平的有效措施，则是提高热风温度。锅炉飞灰可燃物含量随热风温度的提高而降低。
2）最佳氧量
炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃烧状况的重要因素，加强锅炉燃烧配风的调整，改善锅炉的燃烧状况，提高锅炉运行效率。因炉膛出口处烟气温度较高，锅炉运行中监测的氧量测点一般在高温过热器后。计算排烟损失的氧量应是空气预热器烟气出口处的氧量，尾部烟道特别是空气预热器的漏风，将引起的烟气量和排烟损失的增加，需要定期监测空气预热器的漏风，并加强对空气预热器的维护。通过燃烧调整，确定合理的最佳过量空气系数。
3）排烟温度
从锅炉尾部排出的烟气温度是运行中可控的一个综合性指标,它主要决定于锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热状况，保持各段受热面的清洁和换热效果，是防止排烟温度异常、保证锅炉经济运行的根本措施。排烟温度升高5℃，•影响锅炉效率降低0.2％（百分点）左右，影响煤耗升高0.6g/KW.h。
影响排烟温度的因素通常有锅炉负荷、煤种、炉内燃烧情况、炉膛和制粉系统漏风、危部受热面积灰、给水温度、送风温度、炉膛出口过量空气系数、危部受热面积灰和运行等因素。
１．煤质
煤的低位发热量越低，收到基水分含量越大，排烟温度越高。同时灰分增加，硫分增加，都会使尾部受热面积灰粘污加重，使传热减弱，从而使排烟温度升高。
２．炉膛出口过量空气系数
炉膛出口过量空气系数增加具有三方面的作用：一方面使空气预热器的空气量增加，从而增加空气预热器的传热量，降低排烟温度；其次使得流过对流受热面的烟气量增加，导致排烟温度升高；最后，如果送风量过大，炉膛温度偏低，则排烟温度升高。三方面作用总的结果使得排烟温度稍微升高一些，降低了运行经济性。有数据表明，炉膛过量空气系数每增加0.1，排烟温度升高1.3℃。
３．漏风
机组漏风包括炉膛漏风、制粉系统漏风和烟道漏风。计算表明，炉膛漏风和制粉系统漏风总系数与排烟温度近似成线性关系，一般漏风总系数每增加0.01,排烟温度就升高1.3℃。
在检修中应该安排锅炉本体及制粉系统的查漏与堵漏工作，特别是炉底水封槽和炉顶密封剂磨煤机冷风门处。运行中也应随时关闭各看火孔等。
4．受热面积灰
受热面积灰使得烟气与受热面间传热热阻增加，传热系数降低。空气预热面积灰使预热器有效传热面积减少，另外使堵灰处烟气流速降低，而其他处烟气流速迅速提高，使得烟气放热量减少，从而排烟温度升高。实践表明，受热面积灰可影响排烟温度10℃左右。
5．送风温度
冷空气入口温度随环境变化而变化，使空预器进口温度也随之变化，从而明显影响到空预器传热温差和传热量。计算表明在0~40℃范围内，冷空气变化1℃，排烟温度同向变化0.55℃左右。因此在炎热夏季，入口空气温度高，烟气放热量减少，排烟温度升高。冬季则由于低进口温度可能使排烟温度低于露点发生腐蚀，必须投入暖风器加热入口空气。
6．排粉机参数
正常运行时，高温火焰中心应该位于炉膛断面中心处，在实际运行中可能由于负荷或其他条件变化，在符合不变时排粉机出口风压过高，风速过大，将使进入炉膛的煤粉上移，即炉膛火焰中心上移，排烟温度升高。
7．给水温度
给水温度降低，增加了在锅炉吸热量，为维持锅炉负荷不变，需要增大燃料消耗量，从而使得炉膛出口烟温升高，造成过热器蒸汽和再热器蒸汽温度升高，迫使减温水流量增加。
省煤器的入口温度也相应增加倾向于省煤器出口烟温升高，但同时给水温度降低使省煤器吸热量增加并使省煤器出口温度降低。因此决定省煤器出口温度和排烟温度如何变化的是受热面布置和热量分配。但一般机组在设计给水温度±20℃范围内，给水温度每升高1℃，排烟温度降升高0.31℃。
4）制粉系统节能
制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统，特别是在目前发电用煤供应紧张、煤质多变的情况下，其运行性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。
综合分析各地磨制粉系统优化运行试验结果，保持制粉系统在最经济工况下运行，一
般可使制粉单耗降低3kWh/t-5kWh/t 以上。
中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好，常存在煤粉细度粗、石子煤量大等主要问题，应加强原煤特性、通风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试验，寻求解决问题途径，必要时提出改进方案。 。。。。。。
5.2 600MW超临界汽轮机
1）汽轮机安装间隙
汽轮机在运行时，转子处于高速旋转状态，而静止部分如汽缸、隔板等固定不动，因此转子和固定部分间需留有适当的间隙，以免相互碰磨，然而间隙两侧存在压差时会导致漏汽，级间漏汽会使做功的蒸汽量减少，降低汽轮机的缸效率，轴端间隙漏汽不仅降低效率，而且影响安全运行。因此汽封间隙的大小对缸效率有较大的影响，新机组安装时为确保机组顺利启动，顺利通过168小时运行，安装间隙都偏大，因而缸效率偏离设计值，通过分析对华电包头600 MW亚临界汽轮机分析，可得到缸效率变化对整个汽轮机热耗率和机组煤耗率的影响如下表所示：从表中数据可见，高压缸效率变化影响热耗较小，低压缸效率变化导致汽轮机热耗变化较大，且随着负荷率的降低，缸效率变化对机组热耗率和煤耗率的影响更大。所以新投产机组在大修时必须将汽轮机级间间隙和轴封间隙调至最小设计间隙，同时更换磨损的汽封。
工况 热耗增加 热耗相对变化 发电煤耗增加 热耗增加 热耗相对变化 发电煤耗增加 热耗增加 热耗相对变化 发电煤耗增加
缸效率变化影响分析 单位 VWO TMCR THA 高压缸效率降低1% kJ/kWh 13.96 14.05 14.16 % 0.184 0.185 0.186 g/kWh 0.518 中压缸效率降低1% kJ/kWh 11.36 % 0.15 g/kWh 0.422 低压缸效率降低1% kJ/kWh 20.11 % 0.265 g/kWh 0.746 0.521 12.39 0.163 0.46 21.43 0.282 0.79 0.525 13.33 0.175 0.494 22.89 0.30 0.848 缸效率变化影响分析 工况 热耗增加 热耗相对变化 发电煤耗增加 热耗增加 热耗相对变化 发电煤耗增加 热耗增加 热耗相对变化 发电煤耗增加
2）汽轮机轴封改造
75%THA 50%THA 40%THA 30%THA (滑压） (滑压） (滑压） (滑压） 高压缸效率降低1% kJ/kWh 15.12 16.93 18.39 20.79 % 0.195 0.211 0.223 0.243 g/kWh 0.561 0.629 0.683 0.773 中压缸效率降低1% kJ/kWh 20.00 27.29 31.61 36.48 % 0.258 0.339 0.383 0.425 g/kWh 0.727 0.957 1.08 1.2 低压缸效率降低1% kJ/kWh 27.48 40.26 45.46 50.80 % 0.354 0.5 0.55 0.591 g/kWh 1.019 1.492 1.684 1.882 单位 目前部分汽轮机所采用的轴封为高低梳齿型汽封和斜平齿汽封，这两种汽封的封间隙调整好之后，经过多次启停后，因过临界的碰磨、冷热态轴系中心的变化、弹簧片失效等原因，汽封间隙逐渐变大，级间漏汽和轴端漏汽随之增大，机组的安全经济性能降低。在检修时应对主机轴封进行详细检查，调整汽封间隙。必要时可更换改造轴封系统。
提高汽轮机经济性是汽轮机制造商和电厂的共同目标，在提高通流经济性上采用的技术主要是采用全三维设计技术、先进的动静叶型线、更先进的末级叶片等。通流技术的提高与计算流体力学（CFD）的发展水平密切相关，在计算流体力学没有大的突破前，要大幅度提高通流经济性还有一定难度。
减少汽轮机内蒸汽的泄漏是提高汽轮机经济性的一个有效方法，同时改造成本远低于通流改造。自上世纪80、90年代以来，各国在减少透平机械泄漏方面进行了大量的研发工作。
目前主要有两大类汽封：小间隙汽封和增强汽流扰动减少漏汽汽封。
铁素体汽封属于传统迷宫汽封范畴，安全可靠性高。铁素体汽封片对转子、叶片损伤小，可以保留比较小的径向间隙，更适用于轴系振动小的机组。现场运行情况表明在同等汽缸进水事故中，铁素体汽封对防止大轴弯曲效果明显好于常规材料汽封。东汽的常规火电机组都采用铁素体汽封。
Guardin 汽封属于传统迷宫汽封范畴，安全可靠性高。对转子、叶片损伤小，可以保留比较小的径向间隙。更适用于轴系振动大的机组。
Vortex 叶顶 汽封与传统叶顶汽封相比可以通过加强对叶顶周向汽流的扰动来减少漏汽。
刷子汽封属于小间隙汽封范畴，安全可靠性高，对转子、叶片损伤小，可以保留极小的径向间隙甚至小的过盈。缺点是不能承受过大的压差。寿命相对较
短，加工制造难度大。
接触式汽封属于小间隙汽封范畴，最近几年较多使用在汽轮机的低压部分。对转子损伤较小，可以保留比较小的间隙及承受比较大的压差。对于振动不稳定机组要慎重使用。
蜂窝汽封属于流场扰动汽封范畴，安全可靠性高。对转子、叶片损伤小，可以保留原制造厂的间隙。具有去湿的效果，可以减小水蚀。缺点是成本高，制造难度大，在线速度偏小的轴封和隔板汽封上使用性价比不高。
3）汽轮机通流部分改造
部分大型汽轮机存在汽封结构不合理，级间漏汽大，通流部分效率低等问题，可以通过通流部分改造，使汽轮机通流效率提高5%以上。另外部分机组的设计热耗率与考核试验的热耗率存在较大误差，加上加工制造、安装等原因，如叶型加工精度不够、通流尺寸及动静间隙偏差大，使得实际通流面积与设计通流面积不符等，都可以通过通流改造达到明显改进性能，达到提高机组通流效率，降低热耗率，并且提高了机组运行灵活性，适应调峰需要，消除缺陷，延长寿命，提高机组运行可靠性。 4）汽轮机顺序阀切换
新建机组的汽轮机在运行初期。厂家要求处于单阀控制运行方式，即汽轮机
各高压调门同时参与调节，各调门开度相同，因此，高压调门开度较小，节流损失较大，机组的经济效益差。从提高汽轮机运行的经济性考虑。将单阀运行方式切换至顺序阀运行是一项非常有效的措施，即汽轮机的4个高压调整阀依据一定的次序先后开启，先打开的阀门依据负荷要求连续打开。直至全部开启，随后再逐步开启其他阀门，这样可以显著降低节流损失，提高汽轮机效率。在运行中要实现阀门转换，须保证汽机负荷及主汽压力不发生大的变化，这就必须保证在转换过程中流量不发生大的变化。
６００ＭＷ机组调速汽门普遍采用单阀控制，按厂家设计机组的要求，其投入半年后高压调门应将节流调节的单阀控制改为喷嘴调节的顺序阀控制，以提高机组的经济性。尤其在低负荷下，顺序阀的经济性明显好于单阀控制。上海汽轮机厂６００ＭＷ亚临界汽轮机进汽方式的改变往往引起轴系振动和瓦温升高，给由单阀改为顺序阀造成一定的困难，机组顺序阀控制时出现了转子振动和瓦温升高的问题。目前，台山、锦界公司等６００ＭＷ亚临界部分机组未完全实现顺序阀控制，建议组织制造厂家和有关电厂解决单阀转顺序阀问题。例如，对６００ＭＷ机组进行高压调节阀的喷嘴调节和节流调节试验，试验结果是：当机组在５５０ＭＷ以上负荷运行时，两种阀序运行的高压缸效率相差０．６％左右，影响机组发电煤耗率
０．６４ｇ／（ｋＷ·ｈ）。而在４５０ＭＷ负荷运行时，高压缸效率最大相差为４．８％，减少机组发电煤耗３．７２ｇ／（ｋＷ·ｈ）。
5）定滑压运行优化
由于电力行业的发展和市场的变化,机组利用小时数下降,汽轮机长期处于低负荷运行状态，偏离设计工况，热经济性大大降低。故研究汽轮机在低负荷运行时，运行方式对火电厂的经济性将产生很重要的影响，因此必须对机组的运行方式进行优化，以便使原来承担基本负荷的机组也参与调峰运行。故研究汽轮机在变负荷运行时，不同运行方式的特点及其对热经济性的影响对现场节能降耗具有十分重要的意义。
滑压运行方式
按照传统的滑压运行定义“汽轮机滑压调节，在任何负荷下将所有调节阀门全开。使部分负荷下节流损失最小”。
也就是说所有调节阀门全开，在任何负荷下都是通过调节主汽压力来调节负荷。 1）所有调节阀门全开方式
2）调节阀门不开足，保持一定开度进行滑压运行 3）一部分调节阀门全开，一部分全关
第二种方式明显在经济性上劣于其余两种，与全开所有调节阀滑压运行相比，全开部分调节阀滑压运行虽然可能使调节级效率降低，但因为调节级焓降的增加，整个机组的热经济性仍可能得到改善。
定压运行调节阀门平均压损高于滑压运行调节阀门平均压损，这是部分负荷时滑压运
行经济性高于定压运行主要原因之一。
调节级相对内效率
滑压运行始终保持在比较高的水平，且变化幅度很小，定压运行调节级相对内效率随负荷下降而急剧降低。
热耗率分析
定压运行和滑压运行的热耗率都随主蒸汽流量的降低而升高H。但6阀全开滑压运行的热耗率高于5阀全开滑压运行的热耗率，5阀全开滑压运行的热耗率高于4阀全开滑压运行的热耗率。这说明虽然5只或6只阀门全开，高压调门压损明显下降，高压缸缸效率提高，但这时主蒸汽参数偏低，机组循环热效率下降导致的热经济性下降大于压损减小带来的益处，这样运行方式下的机组热经济性并不很理想。在整个负荷区域，6阀全开滑压运行的热耗率高于定压运行；在40％负荷以下，5阀滑压运行的热耗率低于定压运行；在80％负荷以下，4阀滑压运行热耗率低于定压运行。
通过对不同运行方式下比较分析。
从分析结果得出，同一主蒸汽流量下，4阀全开滑压运行机组热经济性高于5阀全开滑压运行热经济性，5阀全开滑压运行热经济性高于6阀全开滑压运行热经济性，即滑压运行时减少调节阀门全开个数更有利于热经济性的提高。机组滑压运行时应采用4个调节阀全开的滑压运行方式，变负荷时采用定滑定运行方式即100％一80％负荷采用定压运行方式，主蒸汽压力和温度为额定值，用调节汽门启闭调节负荷；在80％负荷以下采用4个调节阀全开滑压运行方式，即维持4个调节汽门开度不变，主蒸汽压力随负荷减小而降低，主蒸汽温度为额定值。 6）凝汽器真空治理
凝汽器真空对机组热经济性的影响很大，对于600MW机组如果凝汽器真空增加1kPa，使机组热耗升高约0.7%左右，低负荷时影响更大，若运行中机组额定负荷时真空达不到设
计值，在检修阶段可做如下整改措施：
1）全面检查循环水冷却塔，消除冷却塔缺陷，提高冷却塔的冷却效果； 2）全面检查机组疏放水系统，检修或更换内漏阀门； 3）对高低旁路进行检修和改造； 4）胶球系统改造； 5）加强凝汽器的检查； 6）凝汽器钢管冲洗。 7）循环水泵优化运行
由于循环水泵定速运行，只能通过循环水泵的启停来实现冷端系统的运行优化，与环境温度、冷却水塔、机组的负荷有关；启动循环水泵时如果汽轮机作功增加量大于启动循环水泵的耗功量，则应启动循环水泵，否则应停运循环水泵；也可根据真空的变化与厂用电率的变化决定循环水泵的启停方式： 8）给水泵汽轮机轴封间隙调整
除空冷机组外，600MW及以上机组都采用小汽轮机驱动主给水泵，一般都配置两台50%容量的汽动给水泵组，正常运行时采用主机的第四段抽汽作为汽源，当负荷较低时可切换到主蒸汽或冷再热蒸汽供汽，小汽轮机设计内效率为81%左右，对应于设计的给水流量有一设计的小汽机汽耗量，如果小汽机汽耗量增加，会导致主机做功量减少，热耗增加，按照等效热降法对华电包头不同负荷下小汽机汽耗量的变化对机组热耗率和发电煤耗率的影响如下表所示，小汽机汽耗量的增加与小汽机本身有关，也与给水泵性能有关，还与整个机组的性能有关，关于小汽轮机本身主要是相对内效率，而汽封间隙对小汽机内效率的影响不容忽视，同主汽轮机一样，级间间隙和轴封间隙调至最小设计间隙，同时更换磨损的汽封。
工况 小汽机进汽流量（四段） 小汽机耗汽增加1t热耗率（热效率）相对变化 机组热耗增加 机组发电煤耗增加
单位 kg/h % kJ/kWh g/kwh VWO 77820 -0.023 1.8 0.067 TMCR 69510 -0.024 1.89 0.07 THA 61610 -0.026 2.02 0.075 工况 小汽机进汽流量（四段） 小汽机耗汽增加1t热耗率（热效率）相对变化 机组热耗增加 机组发电煤耗增加 单位 kg/h % kJ/kWh g/kwh 75%THA50%THA40%THA30%THA（滑） （滑） （滑） （滑） 36240 19360 15170 9520 -0.036 2.83 0.105 -0.048 3.95 0.147 -0.057 4.84 0.18 -0.069 6.19 0.23
9）热力系统内漏治理
热力系统内漏直接影响机组运行，回热系统是热力系统的重要组成部分，其运行状况不仅影响到机组的经济性，还影响到机组的安全运行。其中影响高压加热器性能的主要因素是泄露问题。据有关资料，高压加热器内部管系泄露是造成高压加热器故障停运的一个常见原因，其导致高加停运的几率达到了90%以上。如果高加泄露严重而解列，对机组热耗率好煤耗等经济性指标影响更大。因高加严重泄露发生给水冲入壳体，可能沿着抽汽管道倒灌入汽轮机，造成汽缸变形、机组振动、大轴弯曲甚至叶片断裂等事故。
高加管系泄露的主要原因有：钢管受冲刷侵蚀、管束振动、腐蚀、超压、管板变形和投运操作不当等。为此采取的防止对策包括： 1）高加采取随即滑启滑停的运行方式； 2）防止加热器过负荷； 3）保持加热器疏水的正常水位； 4）监视高加端差并防止管壁结垢；
5）严格控制给水PH值和含氧量，减少管壁腐蚀；
6）运行中正确连接和控制加热器排气系统，排净加热器内部不凝结气体； 7）加强维护，提高检修质量。
6 600MW超临界机组节油策略
6.1等离子点火装置
等离子发生器工作原理如图１所示。等离子发生器由电源、线圈、阳极、阴极组成。由电源送来200～600Ａ电流至发火端，用25kV高频线圈将两电极之间的间隙击穿，空气电离成等离子体并形成高温电弧，然后用等离子高温电弧直接点燃一次风煤粉气流。等离子点火燃烧器结构如图２所示。
图１ 等离子发生器工作原理图
图２ 等离子点火燃烧器
等离子点火技术具有无油点火的显著优点，虽然结构和材料已经过多次改进并取得可喜的成绩，但到目前为止，尚不能称为完全成熟产品。早在20世纪60年代，美国CE公司、Ｂ＆Ｗ公司、西屋公司、原苏联动力科学研究院，就已开始利用等离子电弧直接点燃煤粉气流的研究，但直到20世纪80年代才完成了实验室试验和半工业试验。
1995年澳大利亚太平洋国际电力公司研制出50kW 等离子煤粉燃烧器，应用于曼莫拉电厂300MW机组，但该技术只适用于挥发分大于25％的烟煤。设备费用昂贵，不能应用于贫煤与无烟煤。20世纪90年代初，俄罗斯与哈萨克斯坦动力科学研究院完成了等离子电弧点燃烟煤的工业试验，因设备简陋、损坏率高，不能作为工业产品推广应用。20世纪90年代初期，我国在淮北电厂、潍坊电厂做过等离子点火的工业性试验，但无正式的工业应用产品。1995年哈萨克斯坦动力科学研究院在我国宝鸡电厂先后做了5次试验，点燃挥发分
为13％的铜川贫煤。正常运行3h8min，后因设备故障和设备损坏而失败。1997年，俄罗斯西伯利亚动力科学研究院与我国广州鑫际等离子有限公司在广东韶关电厂＃6炉（200t/h）进行了燃烧劣质无烟煤的试验，历经５年，最后因设备损坏而失败。烟台龙源电力技术有限公司1997年～2000年在烟台电厂＃1炉采用4台等离子点火煤粉燃烧器，成功地点燃了烟煤。此后，该公司先后完成200余台锅炉等离子点火改造，其运行情况较复杂，有些机组效果显著，也有一些机组很不成功。
目前，等离子点火技术存在以下问题：设备可靠性差，准确无误的投运率低；许多情况下不能正常运行；等离子点火装置在低负荷时，往往不能直接点燃煤粉气流，容易造成锅炉低负荷灭火事故；原煤特性变化很大，不能点燃煤粉气流；设备易发生故障点多，故障不易及时发现，日常维修工作量大。
产生上述问题主要有４个原因。
1) 点火功率小，点火能量有限且很难增大，煤质发生变化时难以应对。目前，国内等离子发生器的最大功率为３００ｋＷ，相当于２４ｋｇ／ｈ轻柴油的热功率，燃烧难着火煤种时不能点燃煤粉气流，当煤种多变时不易点燃煤粉气流。
2) 启动过程复杂。水、电、气、风缺一不可，且响应时间较长，容易出现各种技术故障，如阳极和阴极冷却水泄漏，影响等离子点火器的使用。
3) 电极寿命有限，特别是电子发射头、阴极头是易损件。电流大小不同，其寿命不一，一般阴极寿命仅２０～３０ｈ，多次拉弧不成功或经常掉弧时需要检查或更换阴极；投运期间经常需要更换阴极，无法保证用于低负荷稳燃；阴极易损坏，调整和维修不及时不能点燃煤粉气流；在拉弧过程中，阳极和阴极处于短路状态，可能造成阳极损坏；阳极由不同材料拼焊而成，在焊缝处因材料的膨胀系数不一致，容易开焊而漏水。
4)机械故障多，维护工作量大，需要有专人经常维护，否则无法投入使用。
6.2小油枪改造
微油点火燃烧器工作原理主要有４点特征（其工作原理如图所示）。
图 微油点火原理
1) 煤粉浓缩。首先通过煤粉浓缩环对煤粉气流进行初步煤粉浓缩，然后通过两级文丘里管进一步浓缩煤粉，中心截面为浓相，四周环向为淡相。
2) 一级煤粉气流预热。通过预热油枪雾化火炬将煤粉气流预热。在预热过程中，煤粉气流必然伴有热解反应和化学反应，煤粉释放出挥发分。
3) 逐级扩大燃烧。首先用少量微油点燃很少量煤粉气流，再用已点燃的煤粉气流实现逐级扩大燃烧。扩大点火器的热功率，满足主燃烧器点火和稳燃对热功率的需求。
4) 逐级气膜冷却，保证煤粉气流三级燃烧室管壁获得足够的冷却。采用逐级气膜风冷却，保证三级燃烧室管壁温度不超温。
在现代实用的微油点火技术中，已经取消了一级煤粉浓缩、煤粉气流预热室和预热油枪套筒。微油点火技术是在等离子点火技术基础上发展的新技术，开发成功约有３年时间。它沿用了等离子分级点燃、逐级放大的点火原理，以极少量油在特殊结构的微油枪中雾化并燃烧。雾化炬燃烧所释放的热量代替等离子弧的热量，达到用微量油实现煤粉气流的点火与稳燃的目的，节油率在９５％以上。
7 600MW机组节水策略
7.1 国内外600MW超临界机组实计水耗
机组类型 国产超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷有脱硫 进口超临界湿冷有脱硫 进口超临界湿冷有脱硫
机组台数 冷却方式 负荷系数[%] 发电补给水率[%] 发电综合耗水率[m3/MWh]
9 15 2 2
闭式 开式 闭式 开式
73.97 74.23 76.97 83.8
0.82 0.83 1.04 0.7
2.34 0.39 1.96 0.13
7.2 贵港600MW超临界机组水耗状况
8 600MW机组节电策略
机组类型 进口超临界湿冷有脱硫 国产超临界机组湿冷有脱硫 国产超临界机组湿冷无脱硫
机组台数
4 22 2
平均负荷系数[%]
75.18 74.33 71.92
平均生产厂用电率[%]
6.08 5.04 5.22
存在的问题及解决措施
9 600MW机组节油策略
电厂名称
进口超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷有脱硫 国产超临界湿冷无脱硫
机组台数
4 22 2
负荷系数[%]
75.18 74.33 71.92
点火用油[t] 981.79 179.94 534.87
助燃用油[t] 349.2 110.72 514.09
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